江蘇百兆瓦級儲能電站投運一年以來，為當地電網提供了調峰、調頻、緊急備用等多種輔助服務，詳實的數據、可靠的運行記錄，無不驗證了這一城市“充電寶”的有效性，8個分散接入的儲能電站遙相呼應，統一匯聚，為共享儲能的技術可行性做了有益嘗試。加以用戶側百兆瓦級別的儲能電站，在需求響應這一指揮棒激勵下，儲能用戶積極參與主動削減尖峰負荷的大軍中。高達40倍的電價差，極大刺激了儲能參與電網互動的積極性，促進了用戶自身電能精細化管理水平，既保障了企業生產，又確保了大電網安全，對優化資源配置起到了積極作用。

近日，江蘇能源監管辦下發《江蘇省分布式發電市場化交易規則（征求意見稿）》和《關于進一步促進新能源并網消納有關意見的通知》中明確指出，支持儲能項目參與電力輔助服務市場，推動儲能系統與新能源協調運行，進一步提升系統調節能力。這一系列有力措施，為低迷的儲能市場倒春寒點亮了一席曙光。

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儲能電站基本組成與特點

鎮江百兆瓦級儲能電站總容量101 MW/202 MW·h，由8個分布式儲能電站組成，8個電站配置容量各不相同，但儲能電站的系統組成、基本單元、預制艙規格以及內部結構基本相同，電站由電池艙、儲能變流器(PCS) 升壓艙、匯流艙、靜止無功發生器（SVG）艙以及總控艙等部分組成。電池艙為40呎標準預制艙、內部配置有1 MW/2 MW·h電池組、電池管理系統（BMS）、匯流柜、消防及空調等設備設施。

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儲能電站運行模式與控制

儲能電站通過站控層網關與調度數據網連接，同省調、地調、互聯電網安穩控制系統、營銷系統連接，實現源網荷互動、自動發電控制（AGC）、一次調頻、自動電壓控制（AVC）等功能。

2.1

源網荷互動

源網荷切負荷互動是儲能電站配合調度實現負荷的緊急控制的功能。


源網荷控制架構圖

2.2

自動發電控制（AGC）

電網AGC 調節的主要目標是在保證電網頻率質量和區域間功率交換計劃的前提下按最優分配的原則協調出力。


儲能電站AGC功能控制架構

2.3

一次調頻

儲能電站參與一次調頻是當儲能系統檢測到并網點頻率異常，主動做出功率調整，使頻率恢復到正常范圍內的功能。

儲能輔助電網一次調頻的控制原理如圖4所示。設儲能系統充電功率為正，放電功率為負。當負荷增加，負荷功頻特性曲線由L1(f)移至L2(f)，運行點由穩定運行點a移至b點，頻率從額定頻率fn下降至f1。此時，根據下垂特性曲線，儲能系統放電，出力為PE，運行點由b點移至c點，則頻率回升至f2。


一次調頻控制原理圖


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結論

本文以鎮江百兆瓦級電池儲能電站為例，分析了大規模電網側電池儲能電站的建設特點與站內架構，研究了儲能系統參與調度的運行模式與控制策略，并對儲能電站的響應情況進行了測試。

電網側儲能主要實現的功能包括源網荷控制、AGC調頻、一次調頻、系統調壓等功能。儲能電站源網荷控制由華東協控中心下發切負荷指令，儲能PCS設備直接響應調度指令并滿功率輸出，響應時間在100 ms內，EMS接管時間在3 s內，響應迅速，可滿足調度控制指標要求。

儲能電站AGC控制通過省調下達有功控制指令實現，經測試儲能系統AGC調節精度達1%，平均響應時間小于1.5 s，平均調節時間1.6 s，體現了電池儲能的響應快速精準的特點，性能遠優于傳統的調節電源。

電網側儲能電站，顯著提高了鎮江東部電網毫秒級控制能力，驗證了電池儲能系統在電網側的應用價值，為電池儲能系統的規模化應用樹立了標桿。

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展望

儲能在發電側，一是與火電廠一起參與調頻輔助服務降低被考核損失，二是與新能源場站配合減少棄電損失；在用戶側，基本通過峰谷套利模式獲取收益；儲能在電力系統中可以發揮調峰、調頻以及事故備用的作用，還可以延緩部分輸配電設備投資，甚至發電設備投資。儲能在技術上是剛需，只要有需求的驅動，這個行業就勢必會健康、持續、穩定地往前走。